Глубинные исследования зон поглощения (расходометрия, термометрия, резистивиметрия).

Геофизические методы исследования для изучения погло­щающих пластов. К промыслово-геофизическим методам от­носятся замеры электроуровнемером, резистивиметром, ка­верномером, а также микрокаротаж, электрический каротаж, радиоактивный и акустический каротаж, глубинная фото­съемка и глубинное (забойное) телевидение.

Диаграммы радиоактивного и акустического каротажа ис­пользуют в качестве вспомогательных для уточнения границ поглощающих пластов. По материалам промыслово-геофи­зических исследований изучают изменения характеристики поглощающих пластов по площади. Диаграммы радиоактив­ных методов каротажа используют для расчленения разреза, корреляции пластов, прослеживания за изменением литоло­гии и пористости пород поглощающего горизонта. Диаграм­мы акустического каротажа позволяют четко локализировать кавернозные и трещиноватые разности пород по резкому уменьшению скорости и увеличению поглощения энергии уп­ругих колебаний.

А.Н. Кукин для наглядного представления результатов ис­следования предложил строить сводную схему поглощений по каждой площади. Это нашло применение при бурении сква­жин в Саратовском и Волгоградском Заволжье. На рис. 2.5 приведен пример сводной схемы поглощений. Каждый по­глощающий пласт отмечают на диаграммах ГК и НГК, заре­гистрированных в этой же скважине. Затем, проведя корре­ляцию, эти же пласты определяют на типовом разрезе данной площади и ставят против них в отдельной колонке условные обозначения. Одновременно указывают вид пласта по клас­сификации, статический уровень жидкости в скважине по данным замера и в пересчете на чистую воду, а также любые другие сведения, отражающие особенности поглощающего пласта. Рядом с номером скважины указывают альтитуду ее устья.

Представление результатов исследования в виде сводных схем поглощений открывает широкие возможности исполь­зования буровых и геолого-геофизических материалов по тем скважинам, где специальные исследования поглощающих горизонтов не проводились. Все известные данные о зонах по­глощения в таких скважинах могут быть также нанесены на сводную схему. При этом в скважинах, где радиоактивный каротаж не проводился, для нанесения данных на схему можно использовать диаграммы стандартного каротажа, за­регистрированные при проведении исследований. Поэтому в левой части схемы рядом с диаграммами ГК и НГК помеще­на диаграмма стандартного потенциал-зонда и ПС.

Схема позволяет сразу получить четкое представление не только о глубине поглощения, но и о характере отдельных поглощающих пластов и их пластовых давлениях. Такие обобщенные данные легко сопоставить с аналогичными дан­ными по соседним площадям, что облегчает задачу обобще­ния материалов по борьбе с поглощением.

С целью получить количественную характеристику зон по­глощения по данным геофизических исследований скважин, пробуренных в объединении Татнефть, В.И. Крыловым, Г.С. Блиновым и Н.И. Рыловым были выбраны такие сква­жины, в которых проводились замеры с помощью расходо­мера, электрометрии (стандартный каротаж, замеры кавер­номером, резистивиметром) и РК. В некоторых случаях эти данные дополнялись материалами фотографирования стенки скважины. Пористость (водосодержание) пластов в зоне по­глощения определялась по известной методике двух опорных горизонтов. За опорные горизонты принимались кыновские глины и плотные фаменские известняки.

Полученные результаты по более чем 30 скважинам пока­зывают, что зона поглощения характеризуется высокими значениями пористости, которая порой превышает 40 %. Проведенные сопоставления показали, что мощности зоны поглощения, определенные с помощью расходомера и НГК, КС и каверномера, различаются по значениям. При этом на­блюдается как положительное, так и отрицательное расхож­дение. Точных критериев для выделения зон поглощения по результатам геофизических исследований в настоящее время нет. Вследствие этого по геофизическим данным, без иссле­дования расходомером, однозначно определить границы зоны поглощения невозможно. Однако по геофизическим данным могут быть выделены высокопроницаемые участки, в преде­лах которых возможны зоны поглощения. В этом случае совпадение при определении мощности зон ухода по геофи­зическим замерам и с помощью расходомера не обязательно. Расходомеры по своей чувствительности значительно уступа­ют геофизическим приборам и в основном могут фиксировать потоки большой интенсивности. Вследствие этого гра­ницы зоны ухода, определенные с помощью расходомера, будут выделять наиболее проницаемую часть ее, для которой характерно наличие больших трещин и крупных сообщаю­щихся каверн. Это в целом согласуется с результатами сопо­ставления значений зон поглощения, определенных с помо­щью расходомера и геофизических исследований.

В большинстве случаев на диаграммах НГК и КС интер­валы поглощения выделяются понижениями интенсивности вторичного гамма-излучения и кажущихся сопротивлений.

При этом должно обращаться внимание на изучение шлама, результаты анализа которого являются порой незаме­нимым материалом для характеристики поглощающих плас­тов.

Определение интенсивности поглощения. Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов; один из них — по разности количества закачиваемого и выходящего из скважины бурового раствора. Однако судить об интенсивности поглощения по степени выхода бурового раствора на поверхность можно лишь при­ближенно, поскольку количество бурового раствора, выхо­дящего из скважины, не дает полного представления о по­глощающем пласте. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуля­ционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности по­глощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.

На основе большого объема промысловых исследований было установлено, что зависимость количества поглощающей жидкости от избыточного давления можно определить, поль­зуясь формулой Смрекера (2-7)

где с — коэффициент интенсивности поглощения м³/(ч-м); Др — перепад давления на поглощающий пласт, МПа; п — показатель степени, характеризующий режим фильтрации жидкости и являющийся переменной величиной.

М.С. Винарский предложил способ обработки результатов исследования скважин, который заключается в нахождении зависимости между временем снижения уровня на равные единицы длины и избыточным давлением на поглощающий пласт:

(2.8)

где v — скорость перемещения динамического уровня.

Коэффициент с и показатель степени л являются для дан­ного горизонта постоянными величинами.

Для обработки результатов гидродинамических исследова­ний существует несколько методик, в каждой из которых принят свой основной критерий характеристики пласта.

Н.Г. Хангильдин и Н.К. Шевченко, а также З.М. Шамхаев и Ш.З. Асадуллин считают, что зависимость р — О должна быть прямолинейной, особенно для малых перепадов давле­ния:

(2.9)

И.С. Рабинович рекомендует следующую аналогичную за­висимость для получения удельной гидродинамической харак­теристики поглощающего горизонта:

(2-10)

где О — расход жидкости, м³/мин; ц — вязкость жидкости, сП; S = 2пгп — площадь контакта породы с поглощающим пластом, м²; г — радиус скважины, м; р — избыточное дав­ление на поглощающий пласт, МПа.

В.Ф. Роджерс установил, что при любой форме течения жидкости в пласте интенсивность поглощения является функ­цией геометрических размеров системы, прямо пропорцио­нальна перепаду давления в ней и обратно пропорциональна вязкости бурового раствора, т.е.

(2.11)

где i₂ ~~ коэффициент, характеризующий геометрические размеры поглощающих каналов пласта, в котором происхо­дит поглощение.

Н.И. Титковым и А.А. Гайворонским предложена эмпири­ческая формула, которая позволяет определить коэффициент поглощающей способности, остающийся практически посто­янным для различных скважин, независимо от расположения их по отношению к уровню моря, интенсивности поглоще­ния и перепада давления. Этот коэффициент определяют по формуле

при (2.12)

где Oi, О? — количество воды, поглощаемой в процессе ис­пытания, соответственно для двух ближайших значений пе­репадов давлений, м³/ч; Я, и Я₂ — перепады, соответствую­щие qi и О₂, м вод.ст,; т — показатель степени,

(2.13)

Е.Е. Керкис рекомендует для радиальных потоков исполь­зовать комбинированные зависимости

(2.14)

где р — избыточное давление на пласт; О — расход жидкос­ти в единицу времени (интенсивность поглощения); а, Ь — коэффициенты, зависящие от параметров пласта и показате­лей закачиваемой жидкости, определяются по формулам:

(2.15) (2.16)

где д — динамическая вязкость жидкости; R — гидравличес­кий радиус пористой среды; h — мощность пласта; т ~ ко­эффициент пористости; k — коэффициент проницаемости; е — коэффициент внешнего трения жидкости (для воды е = = 1СГ⁴); г_с — радиус скважины; Т — коэффициент извилис­тости каналов; г_т — внутренний радиус труб (при исследова­нии с помощью пакера); если исследование производится без пакера, то г_т ~ г_с; р — плотность жидкости.

По В.И. Мищевичу, для поглощающих пластов, представ­ленных трещиноватыми, кавернозными и пористыми поро­дами, при их вскрытии наиболее вероятно предположение, что фильтрация жидкости в этих породах происходит одно­временно по различным законам; им предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающий пласт:

(2.17)

где K_t — коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, харак­теризующий проницаемость этой среды, мощность пласта,

радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры тре­щин и каверн; К₂ — коэффициент продуктивности (прие­мистости) для второй среды; К₃ — коэффициент продуктив­ности (приемистости) для третьей среды, характеризующий мощность пласта, отдельные показатели жидкости и т.д. По результатам исследования строится индикаторная диаграмма, форма которой зависит от характеристики (строения) по­глощающего пласта.